energia elektryczna

Clean Industrial Deal – plan dekarbonizacji UE opublikowany!

Aktualności, Energetyka, , , , Możliwość komentowania Clean Industrial Deal – plan dekarbonizacji UE opublikowany! została wyłączona

Długo wyczekiwany i zapowiadany przez Przewodniczącą Komisji Europejskiej Ursula von der Leyen pakiet dekarbonizacji – Czysty Ład Przemysłowy (COM(2025) 85 final, ang. Clean Industrial Deal, CID) opublikowano w środę 26 lutego 2025 r. przez Komisję Europejską.

CID uznać należy za nowy, dodatkowy plan skupiający się na dekarbonizacji oraz innowacyjności przemysłu. CID koncentrować się ma głównie na przemyśle energochłonnym oraz czystych technologiach, w tym także na gospodarce o obiegu zamkniętym. Uznać go więc można jako pakiet na rzecz czystej gospodarki.

Niemniej jednak zaproponowane w nim działania obejmą cały łańcuch wartości w różnorodnych sektorach. CID potwierdza zaangażowanie UE w realizację celów klimatycznych, oferując jasne zachęty biznesowe dla przemysłu do dekarbonizacji.

Zmniejszenie kosztów energii

Najistotniejszym założeniem CID jest dostęp do przystępnej cenowo energii. Proponuje się więc obniżenie cen dla przemysłu, przedsiębiorstw i gospodarstw domowych podczas prowadzonych reformacji, zgodnie z ogłoszonym Planem na rzecz niedrogiej energii (COM(2025) 79 final, ang. Action Plan for Affordable Energy). Plan ten zawiera trzy cele, które mogą być istotne dla przemysłu.

Wśród zaproponowanych działań istotnym jest uruchomienie przez Komisję Europejską oraz Europejski Bank Inwestycyjny (EBI) programu pilotażowego na kwotę 500 mln euro, dla umów PPA (ang. Power Purchase Agreements) zawieranych przez przedsiębiorstwa w tym także MŚP. Ponadto Komisja planuje uprościć do czerwca 2025 r. zasady pomocy państwa w celu przyśpieszenia wdrożenia energii odnawialnej i dekarbonizacji.

Zgodnie z CID Komisja planuje również do 2026 r. opublikować nowe zasady dotyczące transgranicznej alokacji zdolności przesyłowych, a ponadto przedstawić zalecenia i wytyczne w sprawie metodologii taryf i opłat sieciowych. Zapowiedziano także zmiany związane z problemem wąskich gardeł przy energii oraz dekarbonizacji przemysłu, które przedstawione będą w Industrial Decarbonisation Accelerator Act.

Jak zauważono, ceny importu gazu ziemnego mają także wpływ na ceny energii elektrycznej w Unii. Z uwagi więc na chęć ograniczenia tej zależności na początku lutego Komisja stworzyła Grupę ds. rynku gazu, której zadaniem jest zbadanie rynków gazu ziemnego w Unii oraz przygotowanie sprawozdania które ma być przedstawione do końca 2025 r. z oceną potrzebnych zmian legislacyjnych.

Zwiększenie podaży i popytu na czyste technologie

Industrial Decarbonisation Accelerator Act ma również wpłynąć na dobrowolność w przypadku intensywności emisji dwutlenku węgla w produktach przemysłowych, unikając jednocześnie powielania, opierając się o metodologię z danymi ETS i metodologii CBAM. Komisja będzie więc pracować nad uproszczeniem i zharmonizowaniem metodologii rozliczania emisji dwutlenku węgla oraz określi do końca 2025 r. obszary priorytetowe i możliwe ścieżki uproszczenia.

Powyższy akt ma również zwiększyć popyt na czyste produkty wytwarzane w UE, wprowadzając kryteria zrównoważonego rozwoju, odporności i „made in Europe” do zamówień publicznych i prywatnych. Wraz z przeglądem ram zamówień publicznych w 2026 r. Komisja wprowadzi więc  powyższe kryteria do zamówień publicznych w sektorach strategicznych.

Co więcej jak wiadomo wodór, ma mieć szczególne znaczenie przy dekorbonizacji UE. Komisja uznała więc iż w pierwszym kwartale 2025 r. przyjmie akt delegowany poświęcony wodorowi niskoemisyjnemu i jego produkcji. Ponadto aby nadal przyśpieszać produkcję wodoru, Komisja planuje trzecią już aukcję w ramach Europejskiego Banku Wodoru. Planowana aukcja ma się odbyć jeszcze w 2025 r., a jej budżet wyniesie 1 mld euro. Dodatkowo Komisja chce zachęcić państwa członkowskie do udziału w aukcji poprzez umożliwienie wykorzystania przez państwa niewydanych środków unijnych.

Finansowanie

Komisja w ramach CID zaproponowała również utworzenie Banku Dekarbonizacji Przemysłowej (ang. Industrial Decarbonisation Bank), który otrzyma 100 mld euro z Funduszu Innowacji oraz z przychodów wynikających z ETS. Planowana jest w ramach tego pilotażowa aukcja o wartości 1 mld euro, której celem będzie dekarbonizacja kluczowych procesów przemysłowych w różnorodnych sektorach. Ponadto Komisja zaplanowała przeznaczenie 6 mld euro z Funduszu Innowacji dla Banku Wodoru.

Istotną propozycją jest także nowelizacja regulacji dotyczących programu InvestEU, która pozwoli na ponowne wykorzystanie nadwyżek w Funduszu i przeznaczenie ich na wdrażanie czystych technologii czy finansowanie projektów infrastruktury energetycznej.

EBI uruchomi również serię konkretnych nowych instrumentów finansowych w celu wsparcia Clean Industrial Deal w tym m.in. „pakiet Grids manufacturing” w celu zapewnienia kontrgwarancji i innego wsparcia w zakresie de-riskingu dla producentów komponentów sieci.

Warto również podkreślić iż Komisja odnosi się także do polityki podatkowej, którą należy dostosować do proponowanych zmian. Wszczęte zostaną więc prace nad stworzeniem rekomendacji dla państw członkowskich aby paliwa kopalne nie korzystały z zachęt finansowych, a przedsiębiorstwa w sektorach strategicznych dla czystej transformacji mogły uzyskać ulgi podatkowe.

Pozostałe zmiany

Jak wynika z CID jeszcze w 2025 r. Komisja przedstawi również kompleksowy raport z przeglądu CBAM, w którym oceni zakres rozszerzenia CBAM na dodatkowe sektory EU ETS i produkty downstream. Raport oceni również uwzględnienie pośrednich emisji we wszystkich sektorach CBAM, biorąc pod uwagę pośrednie koszty energii elektrycznej dla producentów z UE. Po zapoznaniu się z raportem Komisja dokona również przeglądu sposobu rozwiązania problemu ucieczki emisji dwutlenku węgla z towarów eksportowanych do państw trzecich, a następnie w 2026 r. zostanie przedstawiony wniosek ustawodawczy mający na celu nowelizację CBAM.

Należy również wspomnieć iż CID obejmuje surowce krytyczne które są kluczowe dla przemysłu. Komisja planuje więc ustanowić mechanizm umożliwiający europejskim przedsiębiorstwom łączenie się i agregowanie ich zapotrzebowania na kluczowe surowce, a ponadto planuje stworzyć Centrum Surowców Krytycznych.

Istotnym jest także Akt o gospodarce o obiegu zamkniętym, który planowo ma być przyjęty w 2026 r. co zapewni, że rzadkie materiały będą ponownie wykorzystywane. Celem jest, aby 24% materiałów było w obiegu zamkniętym do 2030 r.

Autorzy: Aleksandra Walczak, r. pr. Adam Wawrzynowicz, Wawrzynowicz i Wspólnicy sp.k.

Okiem eksperta – Maciej Bando o transformacji energetycznej w Polsce

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Klimat, OZE, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Okiem eksperta – Maciej Bando o transformacji energetycznej w Polsce została wyłączona

Poniższy artykuł, poruszający temat przyszłości polskiej energetyki, został przygotowany przez Macieja Bando, współprzewodniczącego Rady Programowej EuroPOWER & OZE POWER, specjalnie z myślą o uczestnikach tego kwietniowego wydarzenia. Jego celem jest przedstawienie kluczowych aspektów zmian w sektorze energetycznym oraz zachęcenie do dyskusji nad wyzwaniami, jakie stoją przed polskim rynkiem energii. Zapraszamy do lektury!

***

„Drill, Baby, Drill” – to hasło nowej administracji amerykańskiej znajduje, na szczęście, nielicznych naśladowców na polskiej scenie politycznej. Widzą oni przyszłość w „Fedruj, Chopie, Fedruj” i na tym chcą m.in. budować dobrobyt mieszkańców kraju oraz dynamiczny rozwój gospodarki. Zapominają wszak o tym, że surowce energetyczne są towarem i że od jakości oraz ceny tego towaru zależy opłacalność wydobycia. O ile ropa naftowa i gaz, czy to wydobywany bezpośrednio, czy z łupków, są towarami oferowanymi przez amerykańskie koncerny w konkurencyjnych cenach światowych, o tyle polski węgiel niestety nie. Widać to wyraźnie, obserwując notowania na giełdach.

W przypadku naszego kontynentu porównanie cen notowanych w portach ARA oraz zamieszczanych przez oddział katowicki Agencji Rozwoju Przemysłu jednoznacznie wskazuje na brak konkurencyjności polskiego węgla na globalnym rynku. Oczywiście przy takich argumentach natychmiast spotykamy się z ripostą, że nie chodzi o sprzedaż węgla za granicę, tylko o jego wykorzystanie w Polsce. Mamy przecież wciąż funkcjonujące elektrownie węglowe, w których spalany jest węgiel zarówno kamienny, jak i brunatny, więc – energetyko – kupuj od nas węgiel.

Tymczasem wytwórcy towaru, jakim jest energia elektryczna, jakoś się specjalnie nie spieszą do tych zakupów. Dla sektora wytwarzania opartego na elektrowniach cieplnych, a więc dla fabryk energii elektrycznej, ich produkcja jest coraz trudniej zbywalna z powodu ceny i oczekiwań klientów, zainteresowanych energią pochodzącą z odnawialnych lub bezemisyjnych źródeł energii.

I tu pojawia się najważniejszy aspekt wytwarzania każdego dobra, w tym tak szczególnego, jakim jest energia elektryczna – oczekiwania klientów. Przez dziesięciolecia towar ten był sprzedawany „na pniu” i nikt się specjalnie nie troszczył o marketing, o perspektywy sprzedaży, cenową elastyczność popytu itp.

Dzisiaj jesteśmy liderem wśród krajów Unii Europejskiej pod względem wielkości produkcji zarówno węgla kamiennego, jak i energii elektrycznej opartej na tym paliwie. Przez dziesięciolecia Polska nie była w stanie opracować i konsekwentnie zrealizować nowoczesnej polityki energetycznej. Warto tu zastanowić się przez chwilę, dlaczego tak się dzieje.

Jedną z przyczyn może być struktura właścicielska sektora energetycznego i odbiorców energii. Po stronie popytu występują rozproszone podmioty, w większości pozbawione znaczącego udziału państwa. W przypadku produkcji energii elektrycznej dominującym właścicielem jest Skarb Państwa, i tak samo jest w odniesieniu do wydobycia węgla.

Politycznie jest to trudna sytuacja, gdyż rządzący muszą zmierzyć się ze skoncentrowaną, silnie roszczeniową grupą społeczną. Nie jest ona skłonna do dobrowolnego osłabiania swojej pozycji, a każde ewentualne ustępstwa i zmiany istniejącej sytuacji wyceniane są znacznie powyżej ich wartości.

Dobrym przykładem mogą być kwestie funduszy płac i nagród, które w przypadku spadku sprzedaży i efektywności wydobycia powinny ulegać zmniejszeniu. Tak dzieje się w przeważającej liczbie przedsiębiorstw gospodarczych.

Tymczasem w tym łańcuchu wydobywczo-energetycznym obserwujemy sytuację odwrotną. Pamiętać trzeba, że to dziesiątki tysięcy wyborców i że jest to polityczna siła, której od lat ulegają rządzący. Natomiast rozproszeni odbiorcy energii bądź grupujący się w rozbitych, często konkurujących ze sobą organizacjach branżowych nie stanowią tak silnej „grupy uderzeniowej”. Nie mają oni dodatkowych argumentów ani wsparcia w opracowanej, przyjętej i konsekwentnie realizowanej polityce rozwoju gospodarczego kraju.

Jedne z najwyższych w Europie cen energii doprowadzają do powolnego osłabienia tempa rozwoju gospodarczego i słabnących perspektyw na zmianę tego trendu w nadchodzących latach. Trudno jest też, przy braku polityki rozwoju gospodarczego (np. dokument pt. „Strategia na rzecz odpowiedzialnego rozwoju”) oraz wynikającej z niej polityki energetycznej, znaleźć równowagę pomiędzy interesem państwa a interesem Skarbu Państwa.

Można postawić pytanie, czy nie jest dla nas za późno na dyskusje o strategicznej wizji transformacji energetycznej? Odpowiedź na to pytanie jest wręcz banalna – lepiej późno niż wcale. Ograne określenie, że energia jest paliwem dla gospodarki, nabierze w nadchodzących latach szczególnie istotnego znaczenia.

Udział wysoce emisyjnych technologii w energetyce – a wciąż jest to 60% – oraz spodziewana wzrostowa tendencja cen uprawnień do emisji wyraźnie wpływają na ceny energii w nadchodzących latach.

Aby osłabić ten trend, należy minimalizować udział technologii o najwyższych kosztach. Niby proste, ale… w najbliższych 15 latach, przy założeniu że zbudowany zostanie praktycznie drugi (pod względem mocy) system energetyczny, w określonych godzinach doby będą generowane znaczące nadwyżki energii. Tymczasem dostępne możliwości magazynowania energii, w miarę wzrostu zapotrzebowania, mogą okazać się niewystarczające.

Dynamicznie rosnąć będzie zapotrzebowanie na nowe usługi systemowe z grupy zapewniającej elastyczność, a tym samym ciągłość dostaw.

Dodatkowo, poza oczywistym problemem braku wystarczającej mocy w systemie, może pojawić się problem wystarczającej podaży energii elektrycznej w ciągłych dostawach. Konieczny rozwój przemysłu maszynowego oraz produkcji energochłonnych towarów, np. tych niezbędnych dla przemysłu zbrojeniowego, może wygenerować dodatkowy popyt na energię elektryczną i cieplną.

Warto też odnotować rozwijający się sektor związany z AI. Centra obliczeniowe są odbiorcami energii praktycznie 24 godziny na dobę, 7 dni w tygodniu, a niezbędne moce kształtują się na poziomie kilkuset megawatów.

Inwestycje w tym obszarze wiążą się ściśle z dostępnością taniej energii, i to głównie bezemisyjnej. Dodatkowo elektryfikacja ciepłownictwa oraz transportu uda się tylko wtedy, gdy podaż energii będzie wystarczająca.

To wszystko są sygnały do pilnej realizacji zmian w strategii energetycznej kraju. Zarządzanie tym procesem z poziomu kilku ministerstw nie gwarantuje sukcesu. Tak mocno akcentowane inwestycje w sieci przesyłowe, dystrybucyjne czy w połączenia transgraniczne nie zapewnią rozwiązania naszych problemów. Szczególnie te ostatnie mogą wręcz spowolnić konieczne inwestycje w wytwarzanie energii.

W czasach niepewności geopolitycznej nadrzędnym interesem kraju jest zapewnienie maksymalnego poziomu samowystarczalności w podstawowych gałęziach gospodarki, do których bezsprzecznie zalicza się energetyka. Budowa bezemisyjnych źródeł energii – w maksymalnie możliwym do realizacji rozproszonym układzie – inteligentnych sieci przesyłowych i oczywiście dystrybucyjnych to hasła obecne w dyskusji od lat. Ich realizacja przebiega w niezwykle wolnym tempie, niestety nie napawającym optymizmem na przyszłość.

Spróbujmy sobie wyobrazić, że nagle wszystko się zmieni. Powstanie jeden centralny zarządca transformacji energetycznej, procesy inwestycyjne realizowane będą bez żadnych opóźnień, nie będzie kłopotu z zasobami firm wykonawczych, ochroną środowiska, dostępnością kabli, transformatorów, aparatów elektrycznych i osprzętu – czy wtedy wszystkie postulaty odbiorców zostaną zrealizowane?

Zapewne w obszarze tak zwanego bezpieczeństwa energetycznego, a więc ciągłości dostaw – tak. Poprawi się znacząco emisyjność energetyki. Przy czym z analiz wynika, że w perspektywie 15 lat elektrownie cieplne wciąż będą niezbędne. Wzrośnie udział energii generowanej z gazu (może też w technologiach opartych na wodorze) oraz jej znaczenie w zapewnieniu elastyczności i bezpieczeństwa systemu.

Jednak czy ten podstawowy parametr, z którym każdy odbiorca się spotyka, jakim jest cena za energię i jej dostawę, ulegnie zmniejszeniu? Trudno jest dzisiaj jednoznacznie zadeklarować, że koszt rachunków ulegnie zmniejszeniu. O ile ceny za energię mogą w powolnym procesie ulegać obniżeniu, to koszty wynikające z przesyłu i dystrybucji oraz dodatkowe składowe zdecydowanie maleć nie będą.

Pozostaje mieć nadzieję, że całkowite rachunki ulegną stabilizacji.

Autor: Maciej Bando, Współprzewodniczący Rady Programowej EuroPOWER & OZE POWER

Nowelizacja REMIT – co się zmieni?

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Gaz, , , , , Możliwość komentowania Nowelizacja REMIT – co się zmieni? została wyłączona

7 maja weszło w życie rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1106 z dnia 11 kwietnia 2024 r. w sprawie zmiany rozporządzeń (UE) nr 1227/2011 i (UE) 2019/942 w odniesieniu do poprawy ochrony Unii przed manipulacjami na hurtowym rynku energii (rozporządzenie lub REMIT II), które wprowadza istotne zmiany dla podmiotów działających na hurtowym rynku energii. Przepisy REMIT II mają wzmocnić ochronę rynku energetycznego na obszarze Unii Europejskiej (UE), a także poprawić przejrzystość wymiany informacji pomiędzy jego uczestnikami i przełożyć się na większą integralności całego rynku wewnętrznego, na co wskazuje Urząd Regulacji Energetyki.

Zmiany definicyjne

REMIT II wprowadza szereg zmian w przepisach ogólnych. Można tu chociażby wspomnieć o wskazaniu jako uczestników rynku podlegających przepisom rozporządzenia operatorów systemów dystrybucyjnych, operatorów systemu magazynowania i operatorów systemu LNG. Rozporządzenie rozszerza również definicję informacji wewnętrznej o uznanie za informację wewnętrzną także informacji odnoszących się do rozciągniętego w czasie procesu oraz pośrednich etapów tego procesu. Zmianie uległa także definicja manipulacji na rynku poprzez uwzględnienie w niej wszelkich innych niż zawieranie jakiejkolwiek transakcji lub składanie, zmianę lub wycofanie jakiegokolwiek zlecenia działań związanych z produktami energetycznymi sprzedawanymi w obrocie hurtowym, m.in. które generują lub mogłyby generować fałszywe lub wprowadzające w błąd sygnały dotyczące ich podaży, popytu lub ceny.

Bardzo ważna modyfikacja dotyka pojęcia produktów energetycznych sprzedawanych w obrocie hurtowym. Od 7 maja 2024 r. do produktów tych należy zaliczać:

  • kontrakty na dostawy energii elektrycznej, które mogą skutkować dostawą w UE w wyniku jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego,
  • instrumenty pochodne dotyczące energii elektrycznej, które mogą skutkować dostawą w UE w wyniku jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego,
  • kontrakty dotyczące magazynowania energii elektrycznej lub gazu ziemnego w UE
  • instrumenty pochodne dotyczące magazynowania energii elektrycznej lub gazu ziemnego w UE.

REMIT II wprowadza także liczne nowe pojęcia, jak chociażby osoba zawodowo pośrednicząca w zawieraniu transakcji lub zawodowo realizująca transakcje, zarejestrowanego mechanizmu sprawozdawczego, platformy informacji wewnętrznych czy zorganizowanej platformy obrotu. W tym kontekście należy odnotować, że rozporządzenie nadaje normatywny charakter wcześniejszym zaleceniom Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER), która w jednej z wersji swoich wytycznych nakazywała, aby informacje wewnętrzne były upubliczniane za pośrednictwem platform informacji wewnętrznych (ang. Inside Information Platform¸ IIP). Zgodnie z nowym przepisem art. 2 pkt 17 za taką platformę uznaje się osobę, która uzyskała zezwolenie na podstawie rozporządzenia na świadczenie usług obsługi platformy służącej ujawnianiu informacji wewnętrznych i zgłaszaniu ujawnionych informacji wewnętrznych ACER w imieniu uczestników rynku. Przed wejściem w życie nowelizacji przepisy nie formułowały tak konkretnego obowiązku, a pozostawiały zobowiązanym wolną rękę w zakresie publikacji informacji wewnętrznych. Najczęściej następowało to poprzez oficjalne strony internetowe tych podmiotów.

Rozszerzenie obowiązków uczestników rynku

Poza obowiązkiem ujawniania na IIP informacji wewnętrznych (szczegółowy ich zakres został zakreślonych w nowych przepisach, lecz może ulec zmianie za decyzją Komisji Europejskiej). REMIT II dodaje nowe obowiązki w zakresie informowania ACER o danych na temat transakcji zawieranych na hurtowych rynkach energii o informacje na temat swoich produktach. Ponadto rozporządzenie wprowadza obowiązek codziennego dostarczania ACER danych dotyczących rynku LNG.

Uczestnicy tego rynku, czyli osoby fizyczne lub prawne, niezależnie od siedziby lub miejsca zamieszkania, które zajmują się obrotem LNG (oferty kupna i sprzedaży LNG lub transakcje na rynku pozagiełdowym lub na zorganizowanej platformie obrotu) będą codziennie przekazywać nieodpłatnie ACER informacje dotyczące rynku LNG „poprzez utworzone przez nią kanały sprawozdawcze, w znormalizowanym formacie, przy użyciu protokołu komunikacyjnego gwarantującego wysoką jakość przesyłu danych oraz w czasie jak najbardziej zbliżonym do czasu rzeczywistego przed publikacją dziennego oszacowania ceny LNG”, tj. przed 18:00 czasu środkowoeuropejskiego. Do wejścia w życie REMIT II przepisy dotyczące integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii w UE w niewielkim zakresie dotyczyły rynku LNG i skupiały się na informacjach o zdolnościach i wykorzystywaniu instalacji skroplonego gazu ziemnego.

Nowe uprawnienia nadzorcze

Wreszcie trzeba wspomnieć o wzmocnieniu kompetencji ACER oraz regulatorów krajowych. Zwiększenie kompetencji ACER nastąpi m.in. w zakresie:

  • prowadzenia dochodzeń w sprawach REMIT o charakterze transgranicznym (obejmujących co najmniej dwa kraje członkowskie UE) we współpracy z krajowymi organami regulacyjnymi,
  • przeprowadzania kontroli w siedzibach i innych obiektach uczestników rynku podejrzanych o naruszenie przepisów rozporządzenia,
  • wzywania podmiotów kontrolowanych do udzielenia informacji,
  • nakładania okresowych kar pieniężnych na podmioty kontrolowane w przypadku braku przekazania żądanych przez ACER informacji,
  • przygotowywania sprawozdania z dochodzeń dla krajowych organów regulacyjnych zawierającego wstępne ustalenia ACER wraz z zebranymi dowodami,
  • udzielania i wycofywania zezwoleń IIP i prowadzenia nadzoru nad platformami;
  • udzielania i wycofywania zezwoleń dla zarejestrowanych mechanizmów sprawozdawczych oraz prowadzenia nadzoru nad tymi podmiotami.

Istotnym zagadnieniem jest ujednolicenie podejścia do sankcji i środków administracyjnych przewidzianych za naruszenia rozporządzenia. Krajowe organy regulacyjne będą uprawnione do nakładania co najmniej jednej z następujących kar administracyjnych lub co najmniej jednego z innych środków administracyjnych w przypadku naruszeń:

  • zobowiązania do zaprzestania danego naruszenia,
  • nakazu wydania korzyści uzyskanych lub wyrównania strat unikniętych w wyniku naruszenia, o ile możliwe jest ich ustalenie,
  • wydania publicznych ostrzeżeń lub zawiadomień,
  • nałożenia okresowej kary pieniężnej,
  • nałożenia administracyjnej kary pieniężnej.

***

REMIT II wprowadza kluczowe zmiany dla większości podmiotów działających na rynku energii. Ich obszerność oraz zawiłość uzasadnia okresowe zapoznawanie się z opracowaniami publikowanymi przez ACER. Wprowadzeniu rozporządzenia towarzyszyło wystosowanie przez Agencję listu otwartego, w którym starano się wskazać skutki wejścia w życie nowych przepisów. Z pewnością zapoznanie się z jego treścią pozwoli wytyczyć kierunki działań w zakresie implementacji nowych obowiązków do dokumentów wewnętrznych spółek. Niemniej skala i znaczenie zmian wynikających z REMIT II uzasadnia konsultację z profesjonalistami w tym przedmiocie.

Autorzy: Kacper Tobiś, Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Magazynowanie energii elektrycznej w postaci wodoru

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Gaz, Klimat, OZE, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Magazynowanie energii elektrycznej w postaci wodoru została wyłączona

Coraz częściej do głównego dyskursu w sektorze energetycznym wkracza temat magazynowania energii elektrycznej w postaci wodoru oraz wytwarzania energii elektrycznej za pomocą wodoru. W szczególności ta tendencja jest widoczna na poziomie europejskim – Komisja Europejska celami unijnej strategii wodorowej chce doprowadzić do uruchomienia do 2026 roku elektrolizerów o łącznej mocy 6 GW i produkcji miliona ton wodoru pochodzącego z elektrolizy z wykorzystaniem odnawialnej energii elektrycznej. Do 2030 roku zaś przewiduje się instalację co najmniej 40 GW mocy elektrolizerów i roczną produkcję co najmniej 10 mln ton wodoru z OZE. W Polskiej Strategii Wodorowej do roku 2030 z perspektywą do roku 2040 przewidziano natomiast, że do 2030 roku Polska osiągnie moc zainstalowanej z niskoemisyjnych źródeł i procesów na poziomie 2 GW, która umożliwi produkcję 193 634,06 ton wodoru rocznie, co pokryje 99,4% zapotrzebowania na wodór w gospodarce narodowej.

„Czysty wodór” i jego łańcuch wartości wskazuje się jako jeden z kluczowych obszarów umożliwiających odblokowanie inwestycji w celu wspierania zrównoważonego wzrostu gospodarczego i zatrudnienia. Wodorowe ogniwa paliwowe bowiem stanowią opcję przekształcania wodoru w energię elektryczną i ciepło (bez emisji dwutlenku węgla), wytwarzając jedynie wodę, co stanowi oczywistą środowiskową przewagę nad ogniwami paliwowymi zasilanymi z innych źródeł. Wodór jako nośnik energii charakteryzuje się najwyższą spośród paliw energią właściwą 33 Wh/g oraz wartością opałową na poziomie 120 MJ/kg, a jego spalanie jest neutralne dla środowiska, co przemawia na korzyść stosowania tego gazu jako paliwa.

Nie bez znaczenia jest fakt, że w odróżnieniu od ogniw galwanicznych, w których energia wytwarzanego prądu musi zostać wcześniej zgromadzona wewnątrz tych urządzeń, wodorowe ogniwa paliwowe nie wymagają wcześniejszego ładowania. Do produkcji energii elektrycznej wykorzystuje się wodór na anodzie oraz tlen na katodzie – tj. ogniwa wodorowe. Samo ogniwo generuje energię elektryczną z reakcji utleniania stale dostarczanego do niego z zewnątrz wodoru.

Magazynowanie wodoru realizuje się, zależnie od sposobu i warunków jego przechowywania, następującymi metodami: w postaci sprężonej w zbiornikach, w postaci ciekłej w zbiornikach metalowych i kompozytowych, w postaci stałej związanej w wodorkach umieszczonych w pojemnikach lub adsorpcyjne w nanorurkach węglowych, a także w postaci odwracalnych połączeń chemicznych o dużej zawartości wodoru. Magazynowanie energii opartej o wodór odbywa się zatem poprzez umieszczenie w odpowiednio do tego przystosowanym zbiorniku systemu elektrolizy, systemu zasilania ogniw paliwowych i układu magazynowania wodoru.

Co mówią obecne przepisy?

Obecne uregulowania prawne obowiązujące w Polsce nie wyodrębniają możliwości magazynowania energii elektrycznej w formie gazowej, w tym w formie wodoru. W aktualnym stanie prawnym bowiem art. 3 pkt 10k ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 roku – Prawo energetyczne (dalej jako: PE) definiuje „magazyn energii elektrycznej” jako instalację umożliwiającą magazynowanie energii elektrycznej i wprowadzenie jej do sieci elektroenergetycznej. Brak jest natomiast w przepisach PE definicji magazynu energii w innej postaci, w tym energii której nośnikiem byłby wodór. Art. 3 pkt. 59 PE definiuje „magazynowanie energii elektrycznej” jako przetworzenie energii elektrycznej pobranej z sieci elektroenergetycznej lub wytworzonej przez jednostkę wytwórczą przyłączoną do sieci elektroenergetycznej i współpracującą z tą siecią do innej postaci energii, przechowanie tej energii, a następnie ponowne jej przetworzenie na energię elektryczną.

Podobnie jest w ustawie z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii – art. 2 pkt 17b Ustawy OZE „magazyn energii” oznacza wyodrębnione urządzenie lub zespół urządzeń służących do przechowywania energii w dowolnej postaci, niepowodujących emisji będących obciążeniem dla środowiska, w sposób pozwalający co najmniej na jej częściowe odzyskanie.

Więcej szczegółów zawarto w prawie unijnym. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej (dalej: Dyrektywa rynkowa) w art. 2 pkt 59 stanowi, że „magazynowanie energii” oznacza odroczenie, w systemie energetycznym, końcowego zużycia energii elektrycznej w stosunku do momentu jej wytworzenia lub przekształcenie jej w inną postać energii, umożliwiającą jej magazynowanie, magazynowanie takiej energii, a następnie ponowne przekształcenie takiej energii w energię elektryczną lub wykorzystanie jej w postaci innego nośnika energii. Art. 2 pkt 60 Dyrektywy rynkowej stanowi natomiast, że „instalacja magazynowania energii” oznacza, w systemie energetycznym, instalację, w której ma miejsce magazynowanie energii.

Widać zatem, że obecnie obowiązujące przepisy zarówno prawa polskiego, jak i prawa europejskiego nie wyodrębniają ani instalacji power-to-gas (P2G), ani rodzaju działalności polegającej na magazynowaniu energii w sieci gazowej, której nośnikiem jest gaz zatłoczony do tej sieci z instalacji P2G. Analizując ponownie definicję „magazynowania energii elektrycznej” z PE można uznać, że wyłącznie na jej podstawie magazynowanie energii elektrycznej mogłoby mieć miejsce w sieci gazowej – prawodawca wskazał, że możliwe jest magazynowanie energii poprzez jej przetworzenie do innej postaci energii. Jednak istniejąca definicja „magazynu energii elektrycznej” z PE wyklucza jednocześnie możliwość przyjęcia, że sieć gazowa stanowi magazyn energii. Tak więc w świetle powyższego przekształcenie energii elektrycznej w wodór potencjalnie mogłoby zostać uznane za magazynowanie energii, niemniej jednak należy zwrócić uwagę, że instalacja power-to-gas nie może zostać uznana za instalację, w której magazynuje się energię, a jedynie za instalację, która może wspierać proces magazynowania energii.

Projekt ustawy i potencjalne zmiany

Obecnie w wykazie prac na stronie Rządowego Centrum Legislacji znajduje się projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii (numer z wykazu: UC74). W projekcie proponuje się dodanie do art. 3 PE punktu 10ka wprowadzającego definicję magazynu energii. Zgodnie z projektowanym rozwiązaniem „magazyn energii” oznaczałby instalację umożliwiającą magazynowanie energii.

Proponowane w tej nowelizacji pojęcia „magazynowania energii” w połączeniu
z obecnie już obowiązującą definicją „magazynowania energii elektrycznej”, odpowiadają co prawda definicji „magazynowania energii” zawartej w Dyrektywie rynkowej, ograniczają jednak te aktywności wyłącznie do sektora elektroenergetycznego. Zasadnym wydaje się – przy uwzględnieniu założeń Europejskiego Zielonego Ładu i doprecyzowujących go strategii unijnych (wodorowej i integracji systemu energetycznego) celowe wydaje się rozważenie przyjęcia definicji magazynu energii, która obok podziemnego magazynowania gazu obejmie również współpracujące z tym magazynem instalacje służące do konwersji energii (np. elektrolizer, instalacja SRM, ogniwa paliwowe, instalacja metanizacji wodoru).

Działalność produkcyjna energii elektrycznej a możliwość konwersji

W obecnym kształcie obowiązujących definicji brak jest rozróżnienia działalności produkcyjnej lub wytwórczej energii elektrycznej od świadczenia usług konwersji energii elektrycznej przez operatorów systemów gazowych lub elektroenergetycznych. W przypadku usługi świadczonej przez operatora obejmuje ona zmianę nośnika energii, która nie stanowi własności operatora. W takim ujęciu instalacje służące do metanizacji wodoru, reformingu parowego metanu, P2G oraz ogniwa paliwowe, nie byłyby tratowane jako infrastruktura produkcyjna lub wytwórcza, ale jako urządzenia współpracujące z magazynem energii służące konwersji nośnika energii. Obecne rozwiązania – na gruncie obowiązującego stanu prawnego – dopuszczają magazynowanie wodoru w instalacji magazynowej w rozumieniu PE przez właściwych operatorów systemów.

Warto zaznaczyć przy tym, że Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Gazu (ENTSOG) uznaje za konieczne legislacyjne uznanie technologii P2G za instalacje konwersji energii (nie zaś instalacje wytwórcze), zaś świadczenie usług z ich wykorzystaniem powinno być dozwolone także dla operatorów systemów gazowych. Takie rozwiązanie nie naruszałoby bowiem zasady unbundlingu, a jednocześnie stanowiłoby rozwiązanie poszerzające możliwość magazynowania energii elektrycznej i byłoby impulsem do rozwoju rynku.

Zasadność umożliwienia magazynowania energii elektrycznej w formie wodoru

Takie zmiany w uregulowaniach wydają się zgodne z ideą łączenia sektorów i hybrydowych systemów energetycznych (co stanowi zresztą jeden z postulatów ENTSOG). Przy zmienionej definicji magazynu energii, potencjalnie zatłoczony do podziemnych magazynów gazu wodór i technologie konwersji mogłyby jednocześnie zapewniać elastyczność i zabezpieczać stabilne działanie systemu elektroenergetycznego, sieci gazowych metanowych, jak i sieci wodorowych.

Wprowadzenie stosownych zmian umożliwiłoby zatem wykorzystanie najnowszych technologii i instalacji konwersji energii, które współpracując z magazynem energii zapewnią optymalną elastyczność i interoperacyjność systemów elektroenergetycznego i gazowego. Przykładowo – potencjalnie do tej samej instalacji magazynowej możliwe było wprowadzenie zarówno wodoru wytworzonego bez udziału energii elektrycznej, jak i wodoru wytworzonego z udziałem energii elektrycznej. Za takim podejściem do infrastruktury i regulacji przemawiają silne argumenty ekonomiczne powoływane m.in. przez Gas Infrastructure Europe, w świetle których już teraz potencjał magazynowania wodoru w podziemnych magazynach gazu zlokalizowanych na terenie UE szacuje się na ok. 60 TWh wskazując jednocześnie, że technologia magazynowania energii za pośrednictwem wodoru w podziemnych magazynach gazu jest ok. 100-krotnie tańsza niż magazynowanie energii przy wykorzystaniu magazynów energii elektrycznej w postaci baterii[1]. Z tych względów uzasadnione może być częściowe przekształcenie dotychczasowych podziemnych magazynów gazu w magazyny przeznaczone do magazynowania czystego wodoru.

Autor: r. pr. Kamil Iwicki, Bartłomiej Gawrecki, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

***

Zapraszamy do zapoznania się z nowym tekstem opublikowanym na portalu zamówienia.org.pl: Etapy prowadzenia postępowania w trybie podstawowym z możliwością negocjacji i w trybie podstawowym z negocjacjami.

[1] GIE Position Paper on the Regulation of Hydrogen Infrastructure, 2021 s. 5: <https://ec.europa.eu/info/sites/default/files/energy_climate_change_environment/events/presentations/06.01_mf35-presentation-gie-hydrogen_paper-bahke.pdf>

Wyższa stawka opłaty kogeneracyjnej w 2022 roku

Aktualności, Ciepłownictwo, Energetyka, Klimat, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Wyższa stawka opłaty kogeneracyjnej w 2022 roku została wyłączona

Czwarty kwartał to okres, w którym Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdza taryfy za energię elektryczną za kolejny rok. Finalnie na rachunek za prąd składają się nie tylko koszty przedstawione przez sprzedawców oraz dystrybutorów, ale także inne opłaty ustalane przez regulatora czy ministra właściwego do spraw energii (obecnie Ministra Klimatu i Środowiska). Jedną z takich opłat jest opłata kogeneracyjna. Z początkiem drugiego tygodnia listopada w wykazie Rządowego Centrum Legislacji został przedstawiony projekt rozporządzenia określającego stawkę opłaty kogeneracyjnej na 2022 rok. Z jego treści wynika, że wysokość opłaty ma wzrosnąć w stosunku do roku poprzedniego.

Opłata kogeneracyjna – co to jest?

Opłata kogeneracyjna to opłata związana z zapewnieniem dostępności energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji w krajowym systemie elektroenergetycznym, wyrażana w zł/MWh. Kogeneracja, czyli wytwarzanie energii elektrycznej oraz ciepła w jednym procesie technologicznym (tzw. skojarzeniu), jest postrzegana jako jeden ze środków bezpiecznego przekształcenia gospodarki na bardziej przyjazną środowisku. W procesie kogeneracji elektrociepłownie wykorzystują mniej paliwa niż miałoby to miejsce przy osobnym wytwarzaniu ciepła w ciepłowni i energii elektrycznej w elektrowni. Przekłada się to na zmniejszenie emisji dwutlenku węgla i innych szkodliwych związków chemicznych oraz większą efektywność energetyczną.

Zasady obliczania opłaty kogeneracyjnej zostały określone w rozdziale 7 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Opłata kogeneracyjna stanowi iloczyn stawki opłaty kogeneracyjnej oraz sumy ilości energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych:

  1. bezpośrednio do sieci danego płatnika opłaty kogeneracyjnej;
  2. do sieci przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty kogeneracyjnej, przyłączonego do sieci płatnika opłaty kogeneracyjnej;
  3. do sieci przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną przyłączonego do sieci płatnika opłaty kogeneracyjnej bezpośrednio lub poprzez sieć przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego na ich rzecz usługę przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej.

Zasady kalkulowania stawki opłaty kogeneracyjnej oblicza się według wzoru określonego w art. 64 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji.

Premia kogeneracyjna, premia gwarantowana i premie indywidualne

W ustawie można wyczytać, że opłatę kogeneracyjną przeznacza się wyłącznie na wypłatę premii kogeneracyjnej, premii gwarantowanej, premii gwarantowanej indywidualnej i premii kogeneracyjnej indywidualnej oraz na pokrycie kosztów działalności operatora rozliczeń związanych bezpośrednio z obsługą systemu wsparcia wytwarzania energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Przychody uzyskane z tytułu opłaty kogeneracyjnej są zatem wykorzystane na dalszy rozwój skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła.

Obowiązujące od 2019 roku rozwiązania uzależniają udział jednostek wytwórczych w systemach wsparcia od kryterium wprowadzania co najmniej 70% ciepła użytkowego do publicznej sieci ciepłowniczej. Wówczas pomoc może dotyczyć całej wytworzonej, wprowadzonej do sieci i sprzedanej przez wytwórcę energii elektrycznej. Jeśli ten współczynnik jest niższy, wsparcie dotyczy jedynie proporcjonalnego udziału tej energii. Ponadto w ustawie określono limit emisyjności dla jednostek kogeneracji. Niezależnie od wielkości jednostki, o wsparcie będą mogły ubiegać się tylko te, których jednostkowy wskaźnik emisji dwutlenku węgla nie przekracza 450 kg na 1 MWh wytworzonej energii. W praktyce rozwiązanie to eliminuje z systemu wsparcia jednostki opalane węglem.

Jednostki uprawnione do ubiegania się o wsparcie zostały podzielone na 3 podstawowe grupy:

  • instalacje o mocy zainstalowanej elektrycznej poniżej 1 MW,
  • instalacje o mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 1 MW, ale mniejszej niż 50 MW oraz
  • instalacje o mocy zainstalowanej elektrycznej co najmniej 50 MW.

W powyższych przedziałach dodatkowo wydzielono także instalacje nowe, zmodernizowane, znacznie zmodernizowane i istniejące. Wytwórcy mogą skorzystać z czterech systemów wsparcia, w ramach których wypłacane są wspomniane premie.

Jednostki nowe i znacznie zmodernizowane o mocy nie mniejszej niż 1 MW, ale mniejszej niż 50 MW mogą otrzymać wsparcie w drodze aukcji premii kogeneracyjnej. System ten polega na zgłaszaniu przez inwestorów ofert określających wysokość premii, jakie przedsiębiorstwo chce otrzymać do każdej MWh energii. Wysokość oferty nie może przekroczyć wartości referencyjnej określonej we właściwym rozporządzeniu. Aukcję wygrywają uczestnicy, którzy zaoferowali najniższą wysokość premii kogeneracyjnej (dopłaty do sprzedawanej energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji) i których oferty łącznie nie przekroczyły 100% wartości lub ilości energii elektrycznej określonej w ogłoszeniu o aukcji oraz 80% ilości energii elektrycznej objętej wszystkimi złożonymi ofertami.

O wsparcie w formie premii gwarantowanej mogą ubiegać się wszystkie jednostki o mocy mniejszej niż 1 MW oraz nowe i znacznie zmodernizowane instalacje o mocy nie mniejszej niż 1 MW, ale mniejszej niż 50 MW. Premia ta stanowi stałą dopłatę do ceny energii elektrycznej. Wytwórcy zainteresowani tą formą wsparcia mogą składać wnioski do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki o dopuszczenie do systemu. Wysokość premii określa w rozporządzeniach minister właściwy do spraw energii. Organ regulacyjny przeprowadza ocenę formalną wniosków, natomiast wypłaty premii dokonuje operator rozliczeń.

Instalacje o mocy co najmniej 50 MW mogą otrzymać wsparcie w formie premii indywidualnych, tj. premii gwarantowanej indywidualnej lub premii kogeneracyjnej indywidualnej. Określane są na podstawie faktycznych parametrów i sytuacji rynkowej danej jednostki. Osobne tryby udzielania wsparcia przewidziano dla instalacji istniejących lub zmodernizowanych oraz nowych lub znacząco zmodernizowanych. W przypadku jednostek istniejących lub zmodernizowanych, wytwórcy samodzielnie mogą występować do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki o dopuszczenie do systemu premii gwarantowanych. W tym przypadku jej wysokość jest jednostkowo ustalana przez regulatora w drodze decyzji. Z kolei jednostki nowe i znacząco zmodernizowane będą musiały wziąć udział w naborze organizowanym przez organ regulacyjny, którego przedmiotem jest wsparcie w postaci premii kogeneracyjnej.

Maksymalny okres wsparcia dla energii z wysokosprawnej kogeneracji dla wspomnianych jednostek wynosi 15 lat.

Wysokość stawki opłaty kogeneracyjnej na 2022 rok oraz wejście w życie rozporządzenia

Stawka opłaty kogeneracyjnej nie jest stała – przykładowo w 2020 roku wyniosła ona 1,39 zł/MWh, podczas gdy rok później została zredukowana do zera. W projekcie rozporządzenia określono wysokość stawki opłaty kogeneracyjnej na rok 2022 na poziomie 4,06 zł/MWh.

Stawka została obliczona przy uwzględnieniu różnych kosztów m.in. planowanego kosztu systemu wsparcia jednostek kogeneracji, wynikającego z prognozowanej wysokości środków przeznaczonych na wypłatę premii kogeneracyjnej, premii gwarantowanej, premii gwarantowanej indywidualnej oraz premii kogeneracyjnej indywidualnej w roku 2022 czy planowanych kosztów działalności operatora rozliczeń w roku 2022 związane bezpośrednio z obsługą systemu wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji. Wysokość stawki opłaty kogeneracyjnej uwzględnia ulgę w opłacie kogeneracyjnej dla odbiorców przemysłowych, wyznaczoną zgodnie z przepisami art. 62 ust. 2 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji.

Twórcy projektu obliczyli, że stawka opłaty kogeneracyjnej na wskazanym poziomie ma stanowić średnie obciążenie w wysokości ok. 10,15 zł na rok dla gospodarstwa domowego.

W dniu 8 listopada 2021 roku projekt rozporządzenia został opublikowany i przekazany do uzgodnień, konsultacji publicznych oraz opiniowania. Okres nadsyłania uwag ma trwać do 15 listopada 2021 roku. Co najważniejsze, projekt jest obowiązkowo opiniowany przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki – wymóg ten wynika wprost z przepisu art. 64 ust. 4 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, zawierającego upoważnienie ustawowe dla ministra do wydania rozporządzenia.

Przewiduje się, że rozporządzeni ma wejść w życie z dniem 1 stycznia 2022 roku.

Ciepłownictwo jest sektorem zmagającymi się z różnymi problemami. O propozycjach ich przezwyciężania mogą Państwo przeczytać w naszych wcześniejszych artykułach:

Projekt Strategii dla ciepłownictwa do 2030 r. z perspektywą do 2040 r.

Projekt zmieniający rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło

Autor: Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Unijny plan działania na rzecz cyfryzacji sektora energetycznego

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Klimat, Środowisko, , , Możliwość komentowania Unijny plan działania na rzecz cyfryzacji sektora energetycznego została wyłączona

Komisja Europejska dnia 23 lipca 2021 r. opublikowała założenia dotyczące Planu działania na rzecz cyfryzacji sektora energetycznego. Przyjęcie komunikatu planuje się na pierwszy kwartał 2022 r. W ramach procedury opiniowania do dnia 10 września 2021 r. można zgłaszać uwagi do inicjatywy. Plan działania ma na celu zapewnienie równoległego rozwoju transformacji energetycznej i cyfrowej.

Korzyści wynikające z cyfryzacji sektora energetycznego

Dzięki przyjęciu Planu działania na rzecz cyfryzacji sektora energetycznego realizowane będą dwa priorytetowe obszary działalności Komisji Europejskiej: dążenie do urzeczywistnienia celów Europejskiego Zielonego Ładu oraz osiągnięcia zdolnej do sprostania wyzwaniom ery cyfrowej Europy. Komisja podkreśla, że w najbliższych latach tempo i skala zmian technologicznych na świecie znacznie wzrośnie, dlatego cyfryzacja musi stać się integralną częścią transformacji energetycznej w Unii Europejskiej na każdym etapie łańcucha dostaw energii. Jako potencjalne korzyści cyfryzacji sektora energetycznego podaje się:

  • Osiągnięcie wzrostu gospodarczego,
  • Stworzenie nowych miejsc pracy,
  • Rozwój konkurencyjności rynku,
  • Otwarcie nowych światowych rynków produktów i usług,
  • Stymulację innowacyjnych rozwiązań przez wspieranie rozwoju wiarygodnych technologii,
  • Zwiększenie elastyczności systemu energetycznego,
  • Wsparcie integracji systemu energetycznego,
  • Zwiększenie udziału obywateli, prosumentów oraz społeczności energetycznych w transformacji sektora energetycznego,
  • Zapewnienie interoperacyjności danych dotyczących energii oraz platform i usług energetycznych,
  • Zagwarantowanie przystępnych cen energii,
  • Przejście na zdecentralizowany system energetyczny oparty na bardziej rozproszonym wytwarzaniu energii,
  • Stworzenie nowego sposobu na dekarbonizację systemu energetycznego,
  • Optymalizację wykorzystania istniejącej przepustowości sieci,
  • Zwiększenie elektryfikacji do poziomu niezbędnego dla osiągnięcia neutralności emisyjnej.

Należy jednak już teraz wskazać, że cyfryzacja sektora energetycznego wiąże się z koniecznością sprostania wielu wyzwaniom – m.in. zapewnieniu cyberbezpieczeństwa czy zatrzymaniu rosnącego zużycia energii przez system IT.

Cyfryzacja sektora energetycznego w przepisach

Obecnie cyfryzacja sektora energetycznego jest uwzględniona w licznych aktach prawnych Unii Europejskiej, przede wszystkim w przepisach sektorowych. Zagadnienie to poruszono w dyrektywie 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającej dyrektywę 2012/27/UE, w rozporządzeniu 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz w dyrektywie 2018/2002 z dnia 11 grudnia 2018 r. zmieniającej dyrektywę 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej, która będzie podlegać rewizji zapowiedzianej w komunikacie „Fit for 55”. Każdy z powyższych aktów prawnych zawiera przepisy dotyczące inteligentnych systemów pomiarowych.

Zapewnia się, że plan działania będzie wspierać wdrożenie pakietu „Czysta Energia dla wszystkich Europejczyków”, wniosków „Fit for 55” oraz rozporządzenia 2020/852 z dnia 18 czerwca 2020 r. w sprawie ustanowienia ram ułatwiających zrównoważone inwestycje, zmieniającego rozporządzenie (UE) 2019/2088. Jednak Plan działania na rzecz cyfryzacji sektora energetycznego będzie realizowany przede wszystkich w ramach politycznych wyznaczonych przez dwa komunikaty Komisji Europejskiej: Impuls dla gospodarki neutralnej dla klimatu: strategia UE dotycząca integracji systemu energetycznego z 2020 r. oraz Cyfrowy kompas na 2030 r.: europejska droga w cyfrowej dekadzie z 2021 r.

Strategia UE na dotycząca integracji systemu energetycznego

Strategia ta została przyjęta przez Komisję Europejską i opublikowana w lipcu 2020 r. Dokument przedstawia wizję nowoczesnego, zintegrowanego systemu energetycznego, który jest wydajny i elastyczny. Wśród wymienionych w strategii działań, do których podjęcia zobowiązała się Komisja, podano stworzenie planu działania na rzecz cyfryzacji systemu energetycznego w celu stworzenia konkurencyjnego rynku cyfrowych usług energetycznych. Wskazano, że taki plan wesprze integrację systemu energetycznego, umożliwi dynamiczne i wzajemnie powiązane przepływy nośników energii, pozwoli na połączenie bardziej zróżnicowanych rynków z innymi rynkami oraz na dostarczenie niezbędnych danych w celu dopasowania podaży i popytu na bardziej zdezagregowanym poziomie i w czasie zbliżonym do rzeczywistego. W procesie cyfryzacji systemu energetycznego przewiduje się wykorzystanie nowatorskich czujników, zaawansowanej infrastruktury wymiany danych oraz przetwarzania danych wykorzystujących technologię dużych zbiorów danych (Big Data), sztucznej inteligencji, technologii 5G i technologii rozproszonego rejestru. Strategia została szerzej opisana w tekście Nowe strategie unijne dotyczące integracji systemów energetycznych i wodoru służące osiągnięciu neutralności klimatycznej w 2050 r.

Cyfrowy kompas na 2030 r.: europejska droga w cyfrowej dekadzie

Zgodnie z tym komunikatem proces cyfryzacji stanowi część transformacji energetycznej. Wykorzystywanie danych i technologie cyfrowe mają być niezbędne dla osiągnięcia celów Europejskiego Zielonego Ładu. W dokumencie tym podkreślono jednak, że aby cyfryzacja przyczyniła się do osiągnięcia neutralnej dla klimatu i odporniejszej gospodarki o obiegu zamkniętym, istotne jest tworzenie technologii cyfrowych o mniejszym śladzie środowiskowym oraz o większej efektywności energetycznej i materiałowej.

Założenia Komisji Europejskiej

Komisja, diagnozując aktualny poziom cyfryzacji sektora energetycznego, stwierdziła, że jak na razie przedsiębiorstwa energetyczne nie korzystają w pełni z potencjału technologii cyfrowej. Wynika to głównie z tego, że podmiotom sektora energetycznego brakuje wiedzy w tym zakresie, a przedsiębiorstwa IT koncentrują się na bardziej dochodowych sektorach. Komisja Europejska zaznacza, że rozwój europejskiej infrastruktury wymiany danych pozwoliłby na stworzenie konkurencyjnego rynku usług energetycznych. Cyfryzacja miałaby opierać się na wspólnej europejskiej przestrzeni danych dotyczących energii, co zostało już zapowiedziane w Europejskiej strategii w zakresie danych. Komisja zobowiąże się do wspierania rozwoju współpracy między sektorem energetycznym a cyfrowym. Plan działania na rzecz cyfryzacji sektora energetycznego będzie dotyczył przede wszystkim energii elektrycznej, ale uwzględni też inne nośniki energii, przynajmniej przez wzgląd na integrację systemu. Już teraz Komisja wskazała możliwości finansowania działań zmierzających do realizacji planu – wykorzystywane będą do tego środki pochodzące z takich programów jak Łącząc Europę, InvestEU, Program „Cyfrowa Europa” czy Horyzont Europa.

Synergia

Komisja Europejska ma zapewnić synergię pomiędzy wprowadzanymi instrumentami prawnymi a wsparciem finansowym dla projektów wymiany danych na szczeblu krajowym i unijnym. Zwraca się przy tym uwagę na to, że podejście fragmentaryczne nie zapewni osiągnięcia oczekiwanych celów. Jako przykładową dobrą praktykę wynikającą z synergii, Komisja podaje wykorzystywanie danych z prognozy pogody i czujników, dzięki którym można obniżyć koszty konserwacji i zwiększyć wydajność turbin wiatrowych, a tym samym obniżyć koszty odnawialnych źródeł energii.

Gotowość społeczeństwa na erę cyfrową

Plan działania na rzecz cyfryzacji sektora energetycznego ma uwzględnić istniejący w Europie problem wykluczenia cyfrowego. Konsumenci, którym brakować będzie odpowiednich umiejętności, nie będą mogli korzystać w pełni ze swoich praw na zdigitalizowanym rynku.  Z tego względu w planie uwzględniona będzie promocja przyjaznych dla użytkownika narządzi czy aplikacji oraz podnoszenie kompetencji cyfrowych obywateli Unii Europejskiej. W założeniach podkreślona została zatem waga angażowania się obywateli w transformację energetyczną.

Bezpieczeństwo cybernetyczne w sektorze energetycznym

Komisja Europejska zdaje sobie sprawę, że cyfryzacja sektora energetycznego musi się odbywać z jednoczesnym poszanowaniem etyki, ochroną danych, prywatności i bezpieczeństwa cybernetycznego przy wzięciu pod uwagę specyfiki sektora energetycznego. Proces cyfryzacji z pewnością naraża system energetyczny na cyberataki i zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii. Plan ma być zgodny z obowiązującymi obecnie normami dotyczącymi cyberbezpieczeństwa oraz z kodeksem sieci w zakresie cyberbezpieczeństwa, którego przyjęcie planuje się na koniec 2022 r.

Zapotrzebowanie energetyczne sektora IT

Komisja potwierdza, że realizacja cyfryzacji sektora energetycznego może spowodować wzrost zużycia energii przez technologie informacyjno-komunikacyjne. Aby nie było to zużycie niezrównoważone, należy w sektorze IT znacznie poprawić efektywność energetyczną i przejść na bezemisyjne dostawy energii oparte na odnawialnych źródłach energii.

Autorka: Julia Fischer, Wawrzynowicz i Wspólnicy Sp. k.

Zmiana definicji małej instalacji OZE jako czynnik mający wesprzeć rozwój inwestycji w odnawialne źródła energii

Aktualności, Energetyka, OZE, , , , , , , , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Zmiana definicji małej instalacji OZE jako czynnik mający wesprzeć rozwój inwestycji w odnawialne źródła energii została wyłączona

Trwają prace nad projektem nowelizacji [1] ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii. Zaproponowane zmiany stanowią próbę odpowiedzi na oczekiwania branży oraz zobowiązania wynikające z prawa unijnego.

Jedna z najistotniejszych kwestii dotyczy nowego brzmienia definicji małej instalacji OZE [2] . Zmiana dotyczy podniesienia górnego progu łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej z 0,5 MW do 1 MW oraz mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu z 0,9 MW do 3 MW instalacji, co bezpośrednio wpływa na ograniczenie obowiązku koncesyjnego dla istotnej części podmiotów rynku. Nowelizacja potwierdza również dotychczasową praktykę dotyczącą sposobu określania łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej instalacji OZE.

Zaproponowane zmiany odnoszą się ponadto do wydłużenia terminów określonych w Ustawie z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii („Ustawa OZE”). Zgodnie z założeniami, do dnia 30 czerwca 2045 roku ma zostać wydłużony maksymalny okres:

  1. obowiązywania mechanizmu rozliczeń „opustu” w ramach systemu prosumenckiego;
  2. obowiązku zakupu niewykorzystanej energii elektrycznej przez mikroinstalacje OZE działające poza systemem prosumenckim;
  3. obowiązku zakupu niewykorzystanej energii elektrycznej po stałej cenie albo prawa do dopłaty do ceny rynkowej energii elektrycznej w ramach systemów FIT oraz FIP;
  4. obowiązku zakupu energii elektrycznej po stałej cenie albo prawa do dopłaty do ceny rynkowej energii elektrycznej w ramach systemu aukcyjnego (Postulat przedłużenia systemu aukcyjnego jest argumentowany ciągłością korzystania ze sprawdzonego i znanego interesariuszom rozwiązania).

Jak wynika z załącznika do Dyrektywy 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych („Dyrektywa OZE”), określającego krajowe cele ogólne w zakresie udziału energii z OZE w końcowym zużyciu energii brutto w  2020 r., Polska została zobowiązana do osiągnięcia w miksie energetycznym krajowego celu na poziomie 15 %. Zdaniem ekspertów realizacja powyższego planu nie jest możliwa, nawet po uwzględnieniu inwestycji zrealizowanych w ramach systemu aukcyjnego w latach 2018 – 2020.[1] Co prawda sama Dyrektywa OZE nie nakłada sankcji za niezrealizowanie jej założeń, jednak niespełnienie wyznaczonego celu może rodzić dla kraju negatywne skutki finansowe, w tym wynikające z konieczności dokonania transferu statystycznego , którego koszt został oszacowany przez Najwyższą Izbę Kontroli w granicach 8 mld zł.[2]

Celem zminimalizowania potencjalnych negatywnych skutków niewypełnienia unijnych założeń przez Polskę oraz w odpowiedzi na apel podmiotów działających w branży energetycznej, zaproponowano zmianę treści ustawy OZE. Zgodnie z prezentowanymi propozycjami podmiotów z branży energetycznej, pilna potrzeba reform dotyczy przede wszystkim obniżenia progu koncesyjnego dla małych instalacji OZE poprzez rezygnację z obowiązku uzyskania koncesji przez wszystkie OZE o mocy do 1 a nawet 50 MW. Zgodnie ze stanowiskiem prezentowanym w branży, wymóg koncesji w przypadku urządzeń o mocy większej niż 0,5 MW nie odpowiada definicji działalności koncesjonowanej. Zdaniem ekspertów, zważywszy na istotę takowej działalności jako mającej szczególne znaczenie dla bezpieczeństwa państwa lub obywateli albo ważny interes publiczny, obowiązek koncesyjny obejmujący wytwarzanie energii z instalacji o mocy w granicach 500 kW – 1 MW, wydaje się całkowicie nieuzasadniony, szczególnie uwzględniając produktywność instalacji tego rodzaju, która zazwyczaj nie przekracza 1100 MWh rocznie.[3]

Aktualny stan prawny zdaje się nie odpowiadać także ustawodawstwu unijnemu w przedmiotowym zakresie. W treści Dyrektywy 2018/2001 w sprawie promowania stosowania energii z odnawialnych źródeł energii („Dyrektywa RED II”) wskazano bowiem, że państwa członkowskie powinny podjąć właściwe kroki, aby zapewnić obiektywność, przejrzystość i proporcjonalność przepisów dotyczących wydawania koncesji, a charakter poszczególnych technologii OZE powinien być w pełni uwzględniony w przepisach.[4]

Zgodnie z założeniami, projektowane zmiany mają ograniczyć obowiązki koncesyjne dla przedsiębiorców, którzy wykonują działalność gospodarczą w zakresie instalacji OZE. Jedną z kluczowych zmian jest modyfikacja definicji „małej instalacji OZE” poprzez podniesienie górnego progu łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej z 50 kW do 1 MW oraz mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu z 0,9 MW do 3 MW instalacji, w której łączna moc zainstalowana elektryczna jest większa niż 50 kW i nie większa niż 1 MW. Zmiana ta ma bezpośrednio wpłynąć na ograniczenie obowiązku koncesyjnego dla istotnej części podmiotów rynku energii, bowiem wytwarzanie energii elektrycznej z małej instalacji nie podlega obowiązkowi uzyskania koncesji.

Przyjęcie projektu ustawy może przynieść dodatni skutek również ze względu na  spodziewane usprawnienie procedur administracyjnych, co miałoby być szczególnie korzystne dla podmiotów korzystających z systemu aukcyjnego. Zyskać mógłby przede wszystkim sektor fotowoltaiczny. Zgodnie z szacunkami Instytutu Energii Odnawialnej, w związku z przeprowadzonymi dotychczas aukcjami w koszyku wiatrowo-fotowoltaicznym, ilość projektów o jednostkowej mocy do 1 MW, dla których zabezpieczono prawa do sprzedaży, oscyluje w granicach 1,7 tys., przy czym ich łączna moc wynosi około 1,66 GW.

Obecnie, aby rozpocząć sprzedaż inwestorzy muszą uzyskać koncesję, co zważywszy na ilość składanych wniosków jest problematyczne. Nieuzyskanie koncesji, a tym samym nierozpoczęcie sprzedaży energii w ciągu trzech lat wiąże się dla inwestora z konsekwencjami w postaci utraty kaucji oraz wyłączeniem możliwości udziału w systemie aukcyjnym przez kolejne trzy lata, co znacząco podwyższa ryzyko rozwoju tego sektora.[5] Tym samym, zmniejszenie biurokratyzacji poprzez ograniczenie obowiązku koncesyjnego dla przedmiotowej grupy wytwórców może okazać się swoistym „odblokowaniem”.

Liberalizacja przepisów dotyczących koncesji, jako próba odpowiedzi na potrzeby rozwijającego się rynku może okazać się realnym wsparciem dla sektora odnawialnych źródeł energii w Polsce. Zniesienie obowiązku koncesyjnego dla instalacji o łącznej mocy zainstalowanej – do 1 MW oraz mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu – do 3 MW, stanowiłoby dostosowanie do przepisów prawa unijnego oraz korzystnie wpłynęłoby na spójność prawa polskiego. Ograniczający ryzyko skutek usprawnienia administracyjnego zdaje się być cenny ze względu na spodziewaną stagnację w sektorze, szczególnie w obliczu dążeń do realizacji krajowego celu OZE. Mimo to, Polska nadal jest daleka od realizacji celów Dyrektywy RED II, a postulaty branży jedynie wybiórczo zostały wzięte pod uwagę. Nie uwzględniono m.in. postulowanego w konsultacjach do nowelizacji ustawy z 2019 roku, wsparcia dla biometanu.

[1] https://www.cire.pl/item,195211,13,0,0,0,0,0,cel-oze-na-2020-co-sie-stanie-jesli-polska-go-nie-osiagnie.html

[2] Najwyższa Izba Kontroli., Informacje o wynikach kontroli „Rozwój sektora odnawialnych źródeł energii” https://www.nik.gov.pl/plik/id,18357,vp,20955.pdf

[3]https://www.gramwzielone.pl/trendy/102797/wisniewski-6-postulatow-do-tegorocznej-nowelizacji-ustawy-o-oze-01, https://www.gramwzielone.pl/energia-sloneczna/102708/pses-wpis-do-rejestru-malych-instalacji-zamiast-koncesji-dla-farm-pv-do-1-mw, dostęp z dnia 13.08.2020 r.

[4] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych., art. 15 pkt 1 lit. b., https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=CELEX:32018L2001&from=EN, dostęp z dnia 17.08.2020 r.

[5] https://www.gramwzielone.pl/trendy/102803/odnawialne-zrodla-energii-do-1-mw-dostana-zwolnienie-z-koncesji, dostęp z dnia 17.08.2020 r.

autor: Daria Pajdowska, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Kolejny raport Prezesa URE dotyczący działalności w sektorze energetyki z propozycją zmian w obszarze energetyki

Aktualności, Energetyka, , , , , , , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Kolejny raport Prezesa URE dotyczący działalności w sektorze energetyki z propozycją zmian w obszarze energetyki została wyłączona

Już po raz piąty na stronie URE opublikowano raport obejmujący tematykę sektora energetyki (dalej: Raport). Najnowsze wydanie zawiera w szczególności informacje o warunkach gospodarowania w zakresie działalności w dziedzinie energii elektrycznej i paliw gazowych oraz  ocenę planów rozwoju OSP i OSD w odniesieniu do przyszłego bezpieczeństwa zaspokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną i paliwa gazowe. W Raporcie ponadto zasygnalizowano potrzebę wprowadzenia istotnych zmian w przepisach obejmujących sektor energetyki.

Dokument został podzielony na 3 części.

Pierwsza część zawiera informacje dotyczące gromadzenia i przekazywania do Komisji Europejskiej informacji o projektach inwestycyjnych firm krajowych sektora energetyki oraz monitorowania funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i gazowego.

W części drugiej, dokonano oceny warunków podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej i paliw gazowych.

Trzecia część stanowi natomiast zestawienie propozycji zmian legislacyjnych. W Raporcie zasygnalizowano bowiem potrzebę wprowadzenia zmian legislacyjnych, które objęłyby poszczególne gałęzie sektora energetycznego.

Postulowane zmiany dotyczą m. in. usunięcia kompetencji Prezesa URE do badania planów inwestycyjnych wytwórców energii elektrycznej, o których mowa w art. 16 ust. 20 i 21 Ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawa energetycznego (Dz. U. z 2019 r. poz. 755 t.j., dalej: Prawo energetyczne, PE). Obecnie, Prezes URE przy realizacji zadań w zakresie monitorowania bezpieczeństwa dostarczania energii elektrycznej, co dwa lata przeprowadza badanie planów inwestycyjnych wytwórców energii elektrycznej, którzy wypełniają obowiązek sporządzania i przedkładania 15-letnich prognoz, zgodnie z dyspozycją art. 16 Prawa energetycznego.

URE trafnie dostrzegł, że faktycznie obowiązek składania informacji o zamierzeniach inwestycyjnych składa Prezesowi URE jedynie 5% koncesjonowanych przedsiębiorstw energetycznych w obszarze wytwarzania energii elektrycznej, co w konsekwencji daje jedynie częściową wiedzę o sytuacji na rynku energetycznym. Tym samym, dokonywana analiza danych i informacji, jak również wnioski końcowe są opierane na informacjach, które nie dają pełnego obrazu rzeczywistości i mogą prowadzić do istotnych rozbieżności wobec stanu faktycznego i potrzeb inwestycyjnych w sektorze energii elektrycznej.

Postulowane zmiany obejmują również przepisy dotyczące rozliczania prosumentów i dotyczą zasadniczo dwóch obszarów.

Pierwszy obszar zmian obejmuje zasady rozliczeń prosumentów korzystających z instalacji trójfazowej. W Raporcie zasygnalizowano, że obecnie przedsiębiorstwa energetyczne stosują różne rozwiązania układowe, które doprowadzają finalnie do odmiennych efektów finansowych i rodzą liczne skargi ze strony prosumentów.

Drugi obszar proponowanych zmian obejmuje zasady rozliczania prosumentów, którzy korzystają z wielostrefowych grup taryfowych, w szczególności G12. Podobnie jak w pierwszym przypadku, powodem niezadowolenia prosumentów jest różnorodność w zakresie sposobu rozliczeń przez przedsiębiorstwa energetyczne, w szczególności w zakresie sposobu pomiaru i bilansowania energii wytwarzanej i pobieranej z sieci.

Kolejnym punktem objętym propozycją zmian URE jest krajowy plan ograniczeń. Zdaniem Prezesa URE, krajowy plan ograniczeń powinien zostać doprecyzowany i usystematyzowany. W szczególności dostrzegalna jest potrzeba doprecyzowania definicji, ustalenia wartości mocy bezpiecznej oraz terminów realizacji. Zmiany powinny również objąć kwestie odpowiedzialności za poszczególne czynności. W Raporcie zasygnalizowano również potrzebę zmian w przepisach rozporządzenia w sprawie szczegółowych zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaży paliw stałych oraz w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej lub ciepła z uwagi na liczne luki i niespójności w obecnie obowiązujących przepisach.

Prezes URE sygnalizuje również konieczność zmiany przepisów dotyczących niezastosowania się odbiorców do ograniczeń, które nakładają na nich przepisy Prawa energetycznego. Zgodnie z brzmieniem art. 56 ust. 1 pkt 3a PE, na odbiorców, którzy nie dostosowali się do wprowadzonych ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, wprowadzonych przez PSE S. A. nakładane są kary pieniężne. Celem potencjalnych zmian jest uniknięcie dodatkowego ryzyka związanego z niestosowanie się odbiorców do ograniczeń, na wypadek ich wprowadzenia w przyszłości, z uwagi na liczne rozbieżności w judykaturze.

Propozycja zmian obejmuje również sektor gazownictwa, gdzie – zgodnie z opinią Prezesa URE wyrażoną w Raporcie – powinno się dążyć do stworzenia płynnego rynku w obszarze bilansowania gazu zaazotowanego, odnośnie które powinien zostać wprowadzony obowiązek sprzedaży na giełdzie towarowej. URE zwraca uwagę również na potrzebę wprowadzenia przepisów, które przyznawałyby Prezesowi URE kompetencję do zatwierdzania instrukcji i regulaminów dla operatora systemu magazynowania i operatora systemu skraplania paliw gazowych. W Raporcie podkreślono, iż wprowadzenie ww. obowiązku umożliwi wpływanie na realizację ze strony operatorów zasady niedyskryminacyjnego dostępu stron trzecich, zasad przyłączania do instrukcji oraz zarządzania ograniczeniami systemowymi. Co istotne, obowiązki te ułatwią proces monitorowania przez organy URE wypełniania przez poszczególnych operatorów obowiązków, które wynikają z przepisów rozporządzenia PE i Rady (UE) nr 715/2009z 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1775/2005 (Dz. U. UE L 2009.211.36 z późn. zm.).

Konieczność zmian URE dostrzega również w zakresie sankcji karnych w obszarze gazownictwa, a dokładniej w zakresie odpowiedzialności za naruszenie rozporządzeń regulujących funkcjonowanie runku gazu ziemnego.

Propozycje zmian obejmują również przepisy dotyczące operatorów systemów gazowych – OSP i OSD, a dokładniej procedury ich wyznaczania. Zasygnalizowano potrzebę ułatwienia uzyskania statusu OSP bądź OSD w przypadku uzyskania odpowiedniej koncesji. Obecnie, procedura uzyskania statusu jednego z ww. podmiotów przebiega dwuetapowo – konieczne jest uzyskanie odrębnej decyzji administracyjnej w zakresie samej koncesji oraz w zakresie statusu operatora systemu. W celu zoptymalizowania procedury administracyjnej, zaproponowano połączenie dwóch ww. czynności i wprowadzenie możliwości uzyskania pełnych uprawnień do świadczenia usług dystrybucji lub przesyłu w ramach jednego postępowania kończącego się wydaniem jednej decyzji administracyjnej. Powyższe jest zasadne ze względu na fakt, iż już uzyskanie określonej koncesji powinno być warunkowane również spełnieniem przez wnioskodawcę kryteriów, które umożliwiałyby wyznaczenie go jako operatora dane systemu gazowego.

Raport zawiera również informację o potrzebnie wprowadzenia zmian Prawa energetycznego w zakresie obowiązków poszczególnych operatorów obszaru gazownictwa. Wskazuje się, że obecne uregulowanie obowiązków operatorów na gruncie jednego przepisu (art. 9c PE) jest niewystarczające i niepraktyczne. Prezes URE postuluje również rozszerzyć obowiązki operatorów gazowych o te, które na gruncie art. 9c ust. 3 pkt 9a lit. f) PE dotyczą operatorów elektroenergetycznych w zakresie publikacji na stronie internetowej oraz udostępniania do publicznego wglądu w siedzibach listy sprzedawców, informacji o sprzedawcy z urzędu działającego na terenie danego OSD oraz wzorców umów zawieranych z użytkownikami systemu.

Regulator postuluje ponownie o dokonanie zmian w zakresie przepisów ustawy o odnawialnych źródłach energii. Zaproponowano dokonanie wyraźnego rozdzielenia zasad dotyczących przyłączania odbiorców od zasad dotyczących przyłączania jednostek wytwórczych, w tym również OZE do sieci.

W szczególności, zasygnalizowano potrzebę zmiany art. 7 ust. 5 Ustawy o OZE, który określa publicznoprawny obowiązek finansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej realizacji i finansowania budowy i rozbudowy sieci, w tym na potrzeby przyłączania podmiotów ubiegających się o przyłączenie, m. in. na warunkach i zasadach określonych w założenia i planach gminnych. Zmiany w szczególności powinny wprowadzić odesłanie od niniejszego przepisu do art. 16 PE oraz zapewnić jednoznaczną interpretację art. 7 ust. 5 Ustawy o OZE przez wskazanie, że publicznoprawny obowiązek finansowania, o którym mowa w niniejszym przepisie dotyczyłby tych inwestycji, które zostały umieszczone w planach zaopatrzenia, o których mowa w art. 20 PE.

Poza zmianami stricte w obszarze gazownictwa i elektroenergetyki, w Raporcie podkreślono również konieczność ujednolicenia przepisów w obszarze energetyki oraz doprecyzowania, szczególnie w zakresie regulacji koncesjonowania, przepisów o zabezpieczeniach majątkowych (art. 38 PE), przepisów karnych oraz wprowadzenia z mocy prawa wygaśnięcia koncesji w przypadku niepodjęcia albo zaprzestania działalności w obszarze nią objętym. Zasygnalizowano również potrzebę wprowadzenia zapisów, które przeciwdziałałyby nieuczciwym praktykom sprzedawców podczas sprzedaży bezpośredniej w gospodarstwach domowych.

Rozbudowana analiza zmian, które proponuje URE wynika z wieloletniej praktyki i obserwacji rynku energetycznego. Ma ona w szczególności charakter sygnalizacyjny wobec obecnie obowiązujących przepisów, których stosowanie przysparza przedsiębiorstwom energetycznym wielu problemów z uwagi na ich nieprecyzyjność i brak uregulowań istotnych obszarów w zakresie elektroenergetyki, gazownictwa i innych.

Autor: Joanna Nowak, Wawrzynowicz i Wspólnicy sp.k.

Dofinansowanie na zakup pojazdów elektrycznych

Aktualności, Energetyka, OZE, , , Możliwość komentowania Dofinansowanie na zakup pojazdów elektrycznych została wyłączona

Do konsultacji został skierowany projekt rozporządzenia Ministra Energii w sprawie szczegółowych warunków udzielania oraz rozliczania wsparcia udzielonego osobom fizycznym nieprowadzącym działalności gospodarczej.

Beneficjentami dofinansowania mogą być osoby fizyczne nieprowadzące działalności gospodarczej.

Maksymalna wysokość wsparcia w jednym naborze wynosi:

1) w przypadku zakupu pojazdu wykorzystującego do napędu wyłącznie energię elektryczną – 30% ceny nabycia, nie więcej jednak niż 37 500 zł (jeśli cena nabycia takiego pojazdu nie przekracza 125 000 zł);

2) w przypadku zakupu pojazdu wykorzystującego do napędu energię elektryczną wytworzoną z wodoru w zainstalowanych w nim ogniwach paliwowych napędzanego wodorem – 30% ceny nabycia, nie więcej jednak niż 90 000 zł (jeśli cena nabycia takiego pojazdu nie przekracza 300 000 zł).

Podstawą do udzielenia dofinansowania jest umowa, która może zostać zawarta w formie papierowej lub elektronicznej.

Na beneficjentów nałożono obowiązek niezbywania zakupionych pojazdów przez rok od dnia ich zakupu. W celu wykluczenia możliwości wywozu pojazdów objętych wsparciem istnieje konieczność rejestracji pojazdu na terenie Polski (stan ten nie może zmienić się przez co najmniej rok od dnia zakupu pojazdu). Z uwagi na fakt, że zakupione pojazdy będą wspierane środkami publicznymi, na beneficjentów nałożono obowiązek ubezpieczenia pojazdów od uszkodzeń, zniszczeń oraz utraty na skutek zderzeń, kolizji, zdarzeń losowych, uszkodzeń przez osoby trzecie oraz kradzieży. Z uwagi na cel jakim jest zmniejszenie emisji szkodliwych substancji do środowiska, wprowadzony został warunek, że pojazd objęty wsparciem będzie dopuszczony do ruchu przez co najmniej rok od dnia zakupu pojazdu. Ma to na celu uniknięcia sytuacji kiedy pojazd w wyniku uszkodzenia nie mógłby być użytkowany, a beneficjent nie podejmowałby działań w zakresie naprawy pojazdu.

W przypadku jeśli którykolwiek z warunków zostałby naruszony beneficjent zobowiązany jest do zwrotu kwoty wsparcia wraz z odsetkami.

Wsparciem objęte zostaną pojazdy zakupione po dniu ogłoszenia rozporządzenia. Procedura nie obejmuje konkursu, co w założeniach Ministerstwa Energii zwiększy dostępność pojazdów elektrycznych i wodorowych.

Warunkiem wypłaty wsparcia jest skuteczne ustanowienie przez osobę fizyczną nieprowadzącą działalności gospodarczej zabezpieczenia zwrotu wsparcia wraz z należnymi odsetkami. Formą zabezpieczenia zwrotu wsparcia może być poręczenie, weksel z poręczeniem wekslowym (aval), gwarancja bankowa, zastaw na prawach lub rzeczach, blokada środków zgromadzonych na rachunku bankowym albo akt notarialny o poddaniu się egzekucji przez dłużnika.

Wsparcie będzie udzielane do czasu wyczerpania środków finansowych przewidzianych na dany rok. Środki na dopłaty mają pochodzić z Funduszu Niskoemisyjnego Transportu, który został powołany 28 lipca 2018 r.

Autor: Agata Szafrańska, Wawrzynowicz i Wspólnicy sp. k.

Komisja Europejska opublikowała raporty dotyczące rynku gazu i energii elektrycznej za IV kwartał 2018 roku

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, , , , , , , , Możliwość komentowania Komisja Europejska opublikowała raporty dotyczące rynku gazu i energii elektrycznej za IV kwartał 2018 roku została wyłączona

Raporty opublikowane przez KE opisują sytuację na rynkach gazu i energii elektrycznej w poszczególnych państwach Unii Europejskiej, jak i w kontekście całego rynku UE.

Z raportu rynku energii elektrycznej wynika, że w październiku 2018 r. rozdzielono strefę cen hurtowych Austrii i Niemiec, aby ułatwić funkcjonowanie OSP. We Francji wzrosła produkcja energii jądrowej. Przewidywano, że rynek belgijski będzie borykał się z poważnymi problemami dostaw w związku z bieżącymi konserwacjami w elektrowniach jądrowych, tymczasem niedobory mocy nie urzeczywistniły się. Ceny hurtowe na tymże rynku wzrosły w IV kwartale 2018 r. o 24% w porównaniu z IV kwartałem 2017 r.

Na gruncie europejskim natomiast:

– potwierdzona została tendencja rozdziału wzrostu zużycia energii elektrycznej od wzrostu PKB; Podczas gdy PKB w UE nadal spadało, zużycie energii elektrycznej wzrosło, napędzane głównie popytem przemysłowym, gdyż potrzeby grzewcze były stłumione ze względu na cieplejsze niż zwykle warunki meteorologiczne,

– utrzymał się wzrost cen uprawnień do emisji,

– ceny dla odbiorców przemysłowych w były niższe niż w Japonii, na równi z Chinami i Koreą, ale droższe niż w USA o około 40 EUR / MWh,

– w okresie od września 2017 roku do września 2018 roku składnik energetyczny cen płaconych przez gospodarstwa domowe wzrósł we wszystkich państwach członkowskich z wyjątkiem czterech, w tym Hiszpanii i Niemiec, krajów o stosunkowo wysokim udziale energii odnawialnej.

Raport z rynku gazu natomiast pokazuje, że import gazu spadł o 3% w czwartym kwartale 2018 r. w stosunku do tego samego okresu w 2017 r., podczas gdy zużycie gazu w UE w całym roku wyniosło 474 mld metrów sześciennych ( 1,8% mniej niż w poprzednim roku). Wielka Brytania stała się największym krajem produkującym gaz w UE, a Holandia, wcześniej zajmująca pozycję Wielkiej Brytanii, zaczęła importować gaz po raz pierwszy od rozpoczęcia wydobycia gazu we własnym kraju. W 2018 r. UE importowała 363 mld metrów sześciennych gazu ziemnego, co dało rachunek importowy w wysokości 90 mld euro, w porównaniu z 75 mld euro w 2017 r. Rosja pozostała największym dostawcą gazu do UE w 2018 r., zapewniając około 40% importu. Jednak w czwartym kwartale 2018 r., ze względu na kurczącą się premię cen rynkowych w Azji, import LNG wykazał znaczący wzrost – o 59% w porównaniu z IV kwartałem 2017 r. Zarówno USA, jak i Rosja zdołały zwiększyć swój udział w całkowitym imporcie LNG z UE. Europejskie spółki (np. PGNiG w Polsce) zawarły kilka długoterminowych umów z USA dotyczących importu LNG, których celem jest dywersyfikacja źródeł importu i zwiększenie bezpieczeństwa dostaw gazu.

Z raportami dot. rynku gazu i energii elektrycznej można zapoznać się pod tym linkiem: https://ec.europa.eu/energy/en/data-analysis/market-analysis

Autor: Agata Szafrańska, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.